PREDIKSI TEKANAN PORI MENGGUNAKAN METODE KOMPRESIBILITAS DI RESERVOIR KARBONAT, STUDI KASUS : LAPANGAN MZ JOB PERTAMINA - PETROCHINA EAST JAVA

  TUGAS AKHIR – RF141501

PREDIKSI TEKANAN PORI MENGGUNAKAN METODE

KOMPRESIBILITAS DI RESERVOIR KARBONAT, STUDI

KASUS : LAPANGAN MZ JOB PERTAMINA - PETROCHINA

EAST JAVA MUHAZZIB NRP 3713100041 DOSEN PEMBIMBING Dr. Ayi Syaeful Bahri, S.Si, M.T NIP. 19690906 199702 1001 Dr. Ir. Amien Widodo, MS NIP. 19591010 198803 1002 DEPARTEMEN TEKNIK GEOFISIKA Fakultas Teknik Sipil dan Perencanaan Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya 2017

  “Halaman ini sengaja dikosongkan”

  TUGAS AKHIR – RF141501

PREDIKSI TEKANAN PORI MENGGUNAKAN METODE

KOMPRESIBILITAS DI RESERVOIR KARBONAT, STUDI

KASUS : LAPANGAN MZ JOB PERTAMINA – PETROCHINA

EAST JAVA

  MUHAZZIB NRP 3713100041 DOSEN PEMBIMBING Dr. Ayi Syaeful Bahri, S.Si, M.T NIP. 19690906 199702 1001 Dr. Ir. Amien Widodo, MS NIP. 19591010 198803 1002 DEPARTEMEN TEKNIK GEOFISIKA Fakultas Teknik Sipil dan Perencanaan Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya 2017

  “Halaman ini sengaja dikosongkan”

  UNDERGRADUATE THESIS – RF141501

PORE PRESSURE PREDICTION USING COMPRESSIBILITY

METHOD IN CARBONATE RESERVOIR, CASE STUDY : MZ

FIELD JOB PERTAMINA - PETROCHINA EAST JAVA

  MUHAZZIB NRP 3713100041 SUPERVISORS Dr. Ayi Syaeful Bahri, S.Si, M.T NIP. 19690906 199702 1001 Dr. Ir. Amien Widodo, MS NIP. 19591010 198803 1002 GEOPHYSICAL ENGINEERING DEPARTMENT Civil Engineering and Planning Faculty Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya 2017

  “Halaman ini sengaja dikosongkan”

  

PREDIKSI TEKANAN PORI MENGGUNAKAN

METODE KOMPRESIBILITAS DI RESERVOIR

KARBONAT, STUDI KASUS : LAPANGAN MZ JOB

PERTAMINA

• – PETROCHINA EAST JAVA

TUGAS AKHIR

  Di ajukan untuk memenuhi Sebagian Persyaratan Untuk memperoleh Gelar Sarjana Teknik

  Pada Departemen Teknik Geofisika

  Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya, 6 Juli 2017

  Menyetujui, Dosen Pembimbing I, Dosen Pembimbing II,

  Dr. Ayi Syaeful Bahri, S.Si, M.T Dr. Ir. Amien Widodo, MS NIP. 19790813 200812 2002 NIP. 19591010 198803 1002

  Mengetahui Kepala Laboratorium

  Petrofisika Wien Lestari, S.T, M.T

  NIP. 1981 1002 201212 200

  

“Halaman ini sengaja dikosongkan”

PERNYATAAN KEASLIAN TUGAS AKHIR

  Dengan ini saya menyatakan bahwa isi sebagian maupun keseluruhan Tugas akhir saya dengan judul

  “Prediksi Tekanan Pori Menggunakan

Metode Kompresibilitas di Reservoir Karbonat, Studi Kasus: Lapangan

MZ JOB Pertamina

• – Petrochina East Java” adalah benar benar hasil

  karya intelektual mandiri, diselesaikan tanpa menggunakan bahan-bahan yang tidak diijinkan dan bukan merupakan karya pihak lain yang saya akui sebagai karya sendiri.

  Semua referensi yang dikutip maupun dirujuk telah ditulis secara lengkap pada daftar pustaka. Apabila ternyata pernyataan ini tidak benar, saya bersedia menerima sanksi sesuai peraturan yang berlaku.

  Surabaya, 6 Juli 2017 Muhazzib

  NRP. 3713100041

  

“Halaman ini sengaja dikosongkan”

  

PREDIKSI TEKANAN PORI MENGGUNAKAN

METODE KOMPRESIBILITAS DI RESERVOIR

KARBONAT, STUDI KASUS : LAPANGAN MZ JOB

PERTAMINA

• – PETROCHINA EAST JAVA

  Nama Mahasiswa : Muhazzib NRP : 3713100041 Departemen : Teknik Geofisika Dosen Pembimbing : Dr. Ayi Syaeful Bahri, S.Si, M.T

  Dr. Ir. Amien Widodo, MS

  

ABSTRAK

  Prediksi tekanan pori sangat diperlukan pada aktifitas eksplorasi hingga pengembangan lapangan minyak dan gas bumi. Prediksi yang akurat dapat menentukan berat jenis lumpur yang tepat sehingga menjadikan aktifitas pemboran sumur di industri minyak dan gas bumi lebih efektif, aman, dan efisien. Saat ini, prediksi tekanan pori terutama di reservoir karbonat masih menjadi tantangan yang besar di industri karena heterogenitas dari reservoir karbonat. Salah satu pendekatan yang dapat dilakukan yaitu, dengan menggunakan metode kompresibilitas yang mengadopsi dua parameter heterogenitas reservoir karbonat: kompresibilitas bulk dan kompresibilitas pori. Tetapi, nilai kedua parameter tersebut pada umumnya terbatas, karena hanya diketahui melalui pengukuran core. Penelitian ini dilakukan terhadap 3 sumur penelitian di Lapangan MZ JOB Pertamina- Petrochina East Java yang bertujuan untuk mendapatkan nilai kompresibilitas

  

bulk dan kompresibilitas pori menggunakan data well log melalui proses fluid

replacement modelling, mengetahui mekanisme yang menyebabkan

overpressure di wilayah penelitian, lalu memprediksi tekanan pori di

reservoir karbonat menggunakan metode kompresibilitas. Hasil perhitungan

  tekanan pori lalu dibandingkan dengan tekanan lumpur pemboran, data tekanan langsung (RFT), serta perhitungan

  d’exponent. Selain itu, juga

  dilakukan analisis untuk menentukan berat jenis lumpur pemboran yang aman dan efisien pada reservoir karbonat di Lapangan MZ JOB Pertamina - Petrochina East Java. Analisa penyebab overpessure pada sumur penelitian menggunakan karakteristik data log shale terhadap normal compaction trend dan menunjukkan bahwa overpressure pada lapangan penelitian disebabkan oleh mekanisme loading atau disequilibrium compaction akibat laju sedimentasi yang tinggi dari formasi Ngrayong. Selain itu, parameter kompresibilitas bulk dan pori yang didapatkan dari proses fluid replacement

  

modelling dapat menghasilkan nilai tekanan pori yang baik dan tepat melalui

  metode kompresibilitas. Hal tersebut ditunjukkan melalui perbandingan yang cocok antara hasil perhitungan tekanan pori dengan tekanan lumpur,

  

d’exponent dan masalah pemboran. Selain itu, nilai selisih rata-rata antara

  tekanan pori dengan data tekanan langsung (RFT) cukup baik yaitu kurang dari 1000 psi, dimana pada sumur MZ-1 yaitu 162.63 psi, MZ-2 yaitu 503.62 psi, dan MZ-3 yaitu 666.26 psi. Rekomendasi berat jenis lumpur pemboran untuk Lapangan MZ ditentukan dengan menggunakan safety factor sebesar 0.7 ppg dan safety window yang berada di antara nilai tekanan pori dan tekanan rekah.

  

Kata kunci : Kompresibilitas bulk, kompresibilitas pori, reservoir karbonat,

tekanan pori.

  

PORE PRESSURE PREDICTION USING

COMPRESSIBILITY METHOD IN CARBONATE

RESERVOIR, CASE STUDY : MZ FIELD JOB

PERTAMINA

• – PETROCHINA EAST JAVA

  Student Name : Muhazzib Student ID Number : 3713100041 Departement : Teknik Geofisika Supervisors : Dr. Ayi Syaeful Bahri, S.Si, M.T

  Dr. Ir. Amien Widodo, MS

  

ABSTRACT

  Pore pressure prediction is essential for exploration until development stage in oil and gas industry. An accurate estimation is critically important to determine reliable mudweight for efficient, effective, and safe drilling activity. Currently, pore pressure prediction especially in carbonate reservoir is still a big challenge in industry because the heterogenity of carbonate reservoir. Reliable approach that we could do is using compressibility method that adopt two parameter from the heterogenity of carbonate reservoir: bulk compressibility and pore compressibility. However, both of those parameters are limited, it because those parameters are only available from core measurement. This research is focused on 3 research wells in MZ Field JOB Pertamina-Petrochina East Java that aims to determine bulk and pore compressibility using well log data through fluid replacement modelling, determine causal mechanism of overpressure in research area, and calculate pore pressure in carbonate reservoir using compressibility method. The result of pore pressure calculation will be compared with mud pressure, direct pressure (RFT), and d’exponent calculation. In addition, this research also analyze about effective and efficient mudweight for carbonate reservoir in MZ Field JOB Pertamina-Petrochina East Java. The causal mechanism of overpressure analysis is known by using shale log characteristic to normal compaction trend and showed that overpressure in MZ Field is caused by loading mechanism or disequilibrium compaction as result of rapid sedimentation from Ngrayong formation. In other hand, bulk compressiblity and pore compressibility which obtained from fluid replacement modelling is successfully yield good result of pore pressure in carbonate reservoir through compressibility method. That showed by the result of comparation between pore pressure and mud pressure, d’exponent and with hole problem. In addition, the average difference between pore pressure and direct pressure is well defined by the results are less than 1000 psi for each research wells: MZ-1 is 162.63 psi, MZ-2 is 503.62 psi, and MZ-3 is 666.26 psi. The mudweight recommendation for MZ Field is determined using safety factor about 0.7 ppg and safety window that positioned between pore pressure and fracture pressure.

  

Key words : bulk compressibility, carbonate reservoir, pore compressibility,

pore pressure.

KATA PENGANTAR

  Puji dan syukur kepada Allah SWT karena atas rahmat-Nya sehingga laporan Tugas Akhir yang dilaksanakan di PT. Joint Operation Body Pertamina Petrochina East Java (JOB PPEJ) yang berjudul “Prediksi Tekanan Pori Menggunakan Metode Kompresibilitas di Reservoir Karbonat, Studi Kasus : Lapangan MZ JOB Pertamina-Petrochina East Java

  ” ini dapat terselesaikan. Pelaksanaan dan penyusunan Laporan Tugas Akhir ini tidak terlepas dari bimbingan, bantuan, dan dukungan berbagai pihak. Pada kesempatan ini, saya mengucapkan terima kasih kepada : 1.

  Keluarga atas dukungan yang sangat besar selama penulis menjalani Tugas Akhir ini.

  2. Bapak Dr. Ayi Syaeful Bahri, S.Si, M.T dan Pak Dr. Ir. Amien Widodo, MS, selaku dosen pembimbing.

  3. Mas M. Wahdanadi Haidar, M.Si, selaku pembimbing di JOB PPEJ yang telah banyak membantu penulis dalam melaksanakan penelitian.

  4. Seluruh dosen Departemen Teknik Geofisika ITS yang telah banyak memberikan ilmu selama penulis melakukan studi di Departemen Teknik Geofisika ITS.

  5. Teman-teman Teknik Geofisika ITS angkatan 2013 atas dukungannya.

  6. Semua pihak yang tidak dapat dituliskan satu per satu oleh penulis, terima kasih banyak atas doa dan dukungannya.

  Semoga Allah membalas semua kebaikan semua pihak. Penulis menyadari tentunya penulisan Tugas Akhir ini masih banyak kekurangan. Oleh karena itu, kritik dan saran yang membangun sangat diharapkan. Semoga Tugas Akhir ini membawa manfaat bagi penulis pribadi maupun bagi pembaca.

  Surabaya, 6 Juli 2017 Muhazzib

  NRP. 3713100041

  

“Halaman ini sengaja dikosongkan”

  DAFTAR ISI

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

DAFTAR GAMBAR

  

  

  

  DAFTAR TABEL

  

  

“Halaman ini sengaja dikosongkan”

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

  Estimasi tekanan pori dengan akurat sangat diperlukan pada seluruh aspek eksplorasi dan pengembangan minyak dan gas bumi (Henning, dkk., 2002; O’Connor, dkk., 2011). Berdasarkan Huffman (2002), prediksi tekanan pori merupakan analisis fundamental yang digunakan untuk berbagai tujuan, seperti : penentuan batuan induk yang telah matang, penentuan migrasi fluida, penentuan struktur dan patahan, hingga evaluasi integrasi batuan tudung suatu cekungan.

  Selain itu, memprediksi tekanan pori juga sangat berguna pada proses pemboran, yaitu untuk menentukan berat jenis lumpur agar dapat memastikan proses pemboran berjalan dengan aman (Wang, 2015). Tekanan pori berdasarkan nilainya dibagi menjadi 2 jenis, yaitu tekanan normal (hidrostatik) dan tekanan abnormal (overpressure dan under pressure). Tekanan overpressure dapat mengakibatkan berbagai permasalahan yang dapat menganggu proses pemboran seperti pipe stuck, kick, hingga blowout (Azadpour, dkk., 2015). Oleh karena itu, memprediksi tekanan pori dengan akurat harus dilakukan sebagai tindakan preventif demi kesuksesan dan keselamatan proses eksplorasi dan pemboran minyak dan gas bumi.

  Tekanan pori dapat diketahui melalui data wireline logging suatu sumur dengan menggunakan beberapa teknik dan metode, seperti : perbedaan antara nilai batuan yang terkompaksi secara normal dengan data log sonik hasil pengukuran, hubungan antara nilai kecepatan dengan tekanan efektif, hingga

  

crossplot antara kecepatan sonik dengan log densitas (Bowers, 2001). Tetapi,

  teknik dan metode tersebut hanya dapat digunakan untuk litologi batuan shale yang memiliki hubungan kuat antara porositas, tekanan pori dan tekanan efektif, sehingga jika digunakan di reservoir karbonat dapat menyebabkan kesalahan yang besar (Atashbari dan Tingay, 2012). Hal tersebut dikarenakan heterogenitas dari reservoir karbonat yang menyebabkan prediksi tekanan pori di reservoir karbonat menjadi salah satu tantangan di industri saat ini. Salah satu metode yang dapat digunakan untuk menyelesaikan permasalahan tersebut adalah dengan menggunakan metode kompresibilitas.

  Metode kompresibilitas adalah metode yang mengadopsi dua parameter heterogenitas reservoir karbonat, yaitu kompresibilitas bulk dan kompresibilitas pori (Atashbari dan Tingay, 2012). Metode kompresibilitas telah digunakan oleh Atashbari dan Tingay (2012) pada dua reservoir karbonat di Iran, lalu Azadpour,dkk. (2015) pada lapangan gas di cekungan Persia, Iran Selatan, serta telah digunakan juga oleh Atashbari (2016) di cekungan Abadan. Ketiga penelitian tersebut menunjukkan bahwa metode kompresibilitas mampu menunjukkan hasil perhitungan tekanan pori di reservoir karbonat dengan baik. Tetapi, kedua parameter yang digunakan di metode kompresibilitas yaitu kompresibilitas pori dan kompresibilitas bulk umumnya didapatkan dari pengukuran special core analysis, sehingga menyebabkan tidak semua sumur memiliki data tersebut. Oleh karena itu, dibutuhkan solusi alternatif agar mendapatkan parameter kompresibilitas bulk dan pori melalui data well log, sehingga nilai tersebut dapat digunakan untuk menghitung tekanan pori di

  reservoir karbonat.

  Penelitian tugas akhir ini tidak hanya bertujuan untuk mendapatkan nilai kompresibilitas bulk dan kompresibilitas pori yang dihitung menggunakan data

  

well log melalui proses fluid replacement modelling, tetapi juga mengetahui

  mekanisme yang menyebabkan overpressure di wilayah penelitian, lalu memprediksi tekanan pori di reservoir karbonat menggunakan metode kompresibilitas. Nilai tekanan pori di reservoir karbonat hasil perhitungan akan dibandingkan dengan tekanan lumpur pemboran pada sumur penelitian berdasarkan data aktual mudweight, data tekanan langsung (RFT), serta perhitungan d’exponent. Selain itu, penelitian juga bertujuan untuk menentukan berat jenis lumpur pemboran yang aman dan efisien pada reservoir karbonat di Lapangan MZ JOB Pertamina - Petrochina East Java.

1.2 Perumusan Masalah

  Rumusan masalah dari tugas akhir ini adalah sebagai berikut : 1. Apa mekanisme yang menyebabkan overpressure di Lapangan MZ JOB

  Pertamina – Petrochina East Java ? 2. Berapa nilai kompresibilitas bulk dan kompresibilitas pori di reservoir karbonat yang dihitung melalui proses fluid replacement modelling ?

3. Bagaimana perbandingan antara nilai hasil perhitungan tekanan pori di

  reservoir karbonat dengan tekanan lumpur pemboran, data tekanan

  langsung (RFT), serta perhitungan

  d’exponent ? 4.

  Berapa nilai rekomendasi berat jenis lumpur pemboran di reservoir karbonat Lapangan MZ JOB Pertamina

• – Petrochina East Java ?

1.3 Batasan Masalah

  Batasan masalah pada penelitian tugas akhir ini adalah : 1. Tekanan (stress) yang diteliti hanya di akibatkan oleh stress pada arah vertikal.

  1.4 Tujuan

  Tujuan dari penelitian tugas akhir ini yaitu untuk mengetahui mekanisme yang menyebabkan overpressure di Lapangan MZ JOB Pertamina-Petrochina East Java, mendapatkan nilai kompresibilitas bulk dan kompresibilitas pori melalui proses fluid replacement modelling lalu menggunakan hasil perhitungan tersebut untuk menghitung tekanan pori di reservoir karbonat menggunakan metode kompresibilitas. Membandingkan nilai tekanan pori hasil perhitungan dengan tekanan lumpur pemboran, data tekanan langsung (RFT), serta

  

d’exponent. Penelitian ini juga bertujuan untuk menentukan rekomendasi berat

• – jenis lumpur pemboran di reservoir karbonat Lapangan MZ JOB Pertamina Petrochina East Java.

  1.5 Manfaat

  Manfaat dari penelitian tugas akhir ini adalah sebagai berikut : 1. Bagi akademis, dapat menjadi rujukan untuk penelitian lain dengan topik yang sama guna kemajuan riset tekanan pori di reservoir karbonat.

  2. Bagi industri, dapat menjadi standar operasional atau acuan saat melakukan studi tekanan pori di reservoir karbonat serta saat penentuan berat jenis lumpur pemboran.

  

“Halaman ini sengaja dikosongkan”

BAB II DASAR TEORI

2.1 Geologi Regional Cekungan Jawa Timur Bagian Utara Daerah penelitian terletak di cekungan Jawa Timur Bagian Utara.

  Cekungan Jawa Timur Bagian Utara merupakan salah satu cekungan tersier di Indonesia barat, terletak di bagian utara Jawa Timur, memanjang dari barat ke timur dengan panjang 250 km, meliputi kota Semarang hingga Surabaya dengan lebar 60-70 km. Cekungan ini dibatasi oleh busur Karimunjawa dan paparan Sunda ke arah timur dan barat laut, sedangkan ke arah utara dan barat cekungan dibatasi oleh tinggian Meratus dan tinggian Masalembo yang berada di tenggara Kalimantan. Bagian selatan busur vulkanik atau busur magmatik membatasi cekungan dari bagian timur hingga selatan. Cekungan Jawa Timur Bagian Utara ini terdiri dari sedimen tersier yang berumur eosen hingga resen (saat ini) yang

• – berada pada batuan dasar (basement) pra-Tersier. (Well Report JOB Pertamina Petrochina East Java, 2014)

2.1.1 Stratigrafi Regional

  Cekungan Jawa Timur Bagian Utara terbentuk karena proses pengangkatan dan ketidakselarasan serta proses lain, seperti penurunan muka air laut dan pergerakan lempeng tektonik. Tahap awal pembentukan cekungan tersebut ditandai dengan adanya half graben yang dipengaruhi oleh struktur yang terbentuk sebelumnya. Secara regional, perbedaan bentuk struktural sejalan dengan perubahan waktu. Gambar 2. 1 Stratigrafi Cekungan Jawa Timur Bagian Utara (Sumber : Well

Report JOB Pertamina – Petrochina East Java, 2014).

  Berdasarkan Gambar 2.1, formasi yang terdapat di Cekungan Jawa Timur Bagian Utara adalah sebagai berikut :

  a). Formasi Ngimbang Sedimen yang terjadi di Formasi Ngimbang berupa batulempung, batupasir dan batuan karbonat yang terendapkan di lingkungan darat - fluvial

  

deltaic sampai laut dangkal. Formasi ini berumur eosen tengah sampai oligosen

  tengah. Proses sedimentasi pertama didaerah cekungan terjadi dengan pengendapan Formasi Ngimbang.

  b). Formasi Kujung Formasi Kujung pada bagian tinggiannya, berkembang sebagai batugamping terumbu, sedangkan di daerah cekungan berkembang sebagai batugamping klastik, batulempung klastik serta batulempung. Proses transgresi terus berlangsung hingga masa oligosen tengah

• – akhir miosen.

  c). Formasi Tuban Formasi Tuban mengalami proses transgresi dari awal miosen diakhiri dengan proses tektonik utama yang disebabkan oleh uplift ke arah baratlaut dan diikuti inisiasi regresif pada pertengahan miosen yang menjadi bagian dari siklus Tuban. Formasi Tuban menunjukkan perubahan yang fundamental dari ekstensif, siklus klastik karbonat hingga klastik yang mendominasi pengendapan yang mengakhiri dominasi pembentukan karbonat. Batas atas yang menandai transisi dari siklus Tuban mulai awal miosen hingga miosen tengah adalah Formasi Ngrayong yang dapat dikenali dengan adanya input klastik kasar, dan pasir kaya kuarsa Formasi Ngrayong dari utara.

  d). Formasi Ngrayong Formasi Ngrayong ditandai dengan adanya lapisan batupasir kuarsa dan batugamping klastik. Ciri litologinya adalah batulempung dan batupasir, dengan sedikit sisipan batugamping. Umur Formasi Ngrayong adalah miosen tengah. Formasi Ngrayong terletak selaras di atas Formasi Tuban dan diendapkan secara selaras di bawah Formasi Wonocolo.

  e). Formasi Wonocolo Formasi Wonocolo terdiri dari batulempung karbonat berwarna kelabu yang halus serta marl dengan batugamping yang keras berwarna putih. Ciri pengenal dari formasi ini adalah napal, napal lempungan, napal pasiran, kaya akan foraminifera planktonik dengan sisipan kalkarenit. Umur dari formasi ini adalah miosen akhir bagian bawah - miosen akhir bagian tengah.

  f). Formasi Kawengan Formasi Kawengan dimulai dari awal Pliosen. Formasi Kawengan tersebar luas dan dapat ditemukan di banyak bagian cekungan Jawa Timur, mulai dari Rembang-Bulu di bagian barat, sampai Kangean Timur di bagian timur. Pada daerah Bali Utara, sebagian Formasi Kawengan terdiri dari batugamping terumbu yang dinamakan anggota Paciran. Secara regional, pembentukan Formasi Kawengan ini bersamaan dengan dimulainya fase regresi dengan naiknya muka air laut.

  g). Formasi Lidah Formasi Lidah terdiri dari batulempung dan menjadi formasi yang paling muda, sehingga banyak ditemukan endapan aluvial yang subur. Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Kawengan dan dipekirakan formasi ini berumur Pliosen-Pleistosen.

2.1.2 Sistem Petroleum Cekungan Jawa Timur Bagian Utara

  Berdasarkan struktur dan stratigrafi, Cekungan Jawa Timur Bagian Utara merupakan cekungan back arc Indonesia terkompleks yang juga merupakan daerah produktif penghasil minyak dan gas untuk Indonesia. Batuan tertua yang tersingkap di cekungan ini berumur miosen akhir yang merupakan batuan induk penghasil minyak. Sistem petroleum merupakan kajian atau studi yang akan mendeskripsikan hubungan secara genetis antara sebuah batuan induk yang aktif, komponen-komponen geologi, serta proses yang dibutuhkan dari tahap pembentukan hingga terakumulasinya hidrokarbon. Berdasarkan Well Report JOB Pertamina – Petrochina East Java (2014), sistem petroleum di Cekungan Jawa Timur Bagian Utara adalah sebagai berikut :

  a). Batuan induk yang matang, yaitu batuan yang mempunyai harga Temperature

  

Time Index (TTI) 15-500. Batuan induk diendapkan pada fluvio-deltaic yang

  terjadi pengendapan dengan cepat sehingga menjadi salah satu cara untuk mencegah rusaknya material. Batuan yang terindikasi sebagai batuan induk pada Cekungan Jawa Timur Bagian Utara berasal dari Formasi Ngimbang.

  b). Batuan reservoir, yaitu batuan yang mempunyai porositas dan permeabilitas yang baik sehingga memugkinkan untuk menjadi tempat penampung hidrokarbon. Reservoir yang baik adalah mempunyai porositas (10-30%) dan permeabilitas (50-500 millidarcy) karena pori-pori yang saling berhubungan akan sangat mempengaruhi besar kecilnya daya tampung dari suatu batuan

  

reservoir. Batuan yang bertindak sebagai reservoir di Cekungan Jawa Timur

  Bagian Utara adalah batupasir pada formasi Ngrayong yang berumur miosen tengah.

  c). Batuan tudung, yaitu batuan kedap fluida (impermeable) dan terletak di atas batuan reservoir yang akan berfungsi sebagai penutup untuk menghalangi keluarnya fluida dari batuan reservoir. Secara umum, yang berperan sebagai batuan penutup adalah lempung, evaporit (salt), dan batuan karbonat (limestone

  & dolomite).

  d). Proses migrasi, yaitu proses sebagai jalan bagi hidrokarbon dari batuan induk ke batuan reservoir. Secara umum migrasi dibagi menjadi dua, yaitu migrasi primer dan migrasi sekunder. Migrasi primer adalah pergerakan hidrokarbon keluar dari batuan induk menuju bautan reservoir, sedangkan migrasi sekunder adalah pergerakan hidrokarbon dari satu reservoir ke reservoir lainnya melalui patahan. Migrasi primer terjadi pada interval waktu pliosen-recent, karena hidrokarbon yang berasal dari batuan induk yaitu Formasi Ngimbang akan masuk ke struktur perangkap akibat tektonik plio-pleistosen (Ngrayong-Wonocolo- Ledok) melalui media jalur patahan. Migrasi ini berlangsung di perangkap hidrokarbon pada lapangan Gabus, Tungkul, Trembul, Metes, Banyuasin, Semanggi, Ledok, Nglobo, dan Banyuabang. Migrasi sekunder terjadi setelah tektonik plio-pleistosen, yaitu hidrokarbon yang sudah terperangkap pada lapisan

  

reservoir karbonat Kujung-Tuban akan mengalami perubahan konfigurasi kemiringan lapisan batuan karena aktivitas tektonik dan akhirnya bermigrasi lagi masuk ke perangkap batupasir Ngrayong, Wonocolo, Ledok, dan Lidah.

  e). Jebakan atau perangkap, yaitu suatu bentuk geometri atau bentuk tinggian dari batuan reservoir yang memungkinkan hidrokarbon untuk terakumulasi dan terperangkap di geometri tersebut. Perangkap struktur merupakan target eksplorasi yang paling sering dicari, karena jenis perangkap ini mudah untuk dideteksi. Pada umumnya, perangkap ini merupakan sebuah antiklin yang proses pembentukannya sangat berkaitan erat dengan aktivitas tektonik di daerah tersebut. Sedangkan perangkap stratigrafi adalah jebakan yang terbentuk dan berhubungan dengan perubahan tipe batuan baik secara lateral maupun vertikal dan ketidakselarasan. Sebagian besar jebakan yang berkembang di Cekungan Jawa Timur Bagian Utara adalah perangkap struktur dan stratigrafi yang terbentuk pada umur miosen, yaitu carbonate build-up pada masa akhir oligosen hingga awal miosen dan struktur uplift yang terjadi pada masa awal miosen hingga akhir miosen.

2.2 Konsep Tekanan Bawah Permukaan Bumi

  Tekanan yang berada di bawah permukaan bumi terdiri atas beberapa jenis. Tekanan tersebut secara langsung mempengaruhi aktifitas pemboran hingga produksi minyak dan gas bumi. Konsep dasar dari jenis tekanan bawah permukaan bumi dijelaskan oleh Terzaghi (1943) melalui persamaan berikut :

  (2.1) = −

  Berdasarkan Persamaan 2.1, diketahui bahwa tekanan pori (P) dapat diketahui dengan mengurangi tekanan overburden (S) dengan tekanan efektif (σ). Lalu, Dutta (2002) membuat profil tekanan bawah permukaan bumi berdasarkan persamaan Terzaghi yaitu sebagai berikut : Gambar 2. 2 Profil tekanan bawah permukaan pada sedimen (Dutta, 2002)

Gambar 2.2 menunjukkan jenis tekanan bawah permukaan berdasarkan persamaan Terzaghi. Jenis tekanan yang pertama adalah tekanan overburden (S)

  yang ditunjukkan oleh garis berwarna hitam, lalu tekanan rekah (fracture yang ditunjukkan oleh garis berwarna merah. Selain itu, terdapat

  pressure)

  tekanan hidrostatik yang menjadi faktor penentu dari tekanan pori. Jika tekanan pori melebihi tekanan hidrostatik dan semakin mendekati tekanan rekah dan

  

overburden maka tekanan tersebut merupakan tekanan overpressure atau hard

pressure seperti yang ditunjukkan oleh gambar di atas. Sebaliknya, jika tekanan

  tersebut kurang dari tekanan hidrostatik maka disebut dengan tekanan .

  underpressure

  Satuan yang digunakan untuk tekanan dalam sistem SI adalah Pascal (Pa), sedangkan dalam sistem Inggris adalah pounds per square inch (psi).

• 4

  Korelasi antara kedua satuan ini sebagai berikut : Pa = 1,45 x 10 psi (Mouchet dan Mitchell, 1989). Pada penelitian ini satuan tekanan yang digunakan adalah psi.

  2.2.1 Tekanan Overburden

  Tekanan overburden adalah tekanan pada kedalaman tertentu yang diakibatkan oleh beban sedimen di atasnya (Mouchet dan Michell, 1989). Menurut Terzaghi (1943), tekanan overburden juga merupakan penjumlahan tekanan yang diakibatkan oleh matriks-matriks batuan dan fluida yang ada di dalamnya pada suatu kedalaman tertentu. Dengan kata lain, semakin dalam penimbunan suatu sedimen maka akan semakin besar tekanan overburden ataupun sebaliknya. Berdasarkan definisi tersebut, proses perhitungan tekanan

  

overburden menggunakan densitas bulk yang merupakan fungsi dari densitas

  matriks, porositas, dan densitas fluida. Densitas bulk dari suatu batuan dapat diketahui dengan menggunakan persamaan berikut : (2.2)

  = ∅ + (1 − ∅) dengan adalah densitas fluida (g/cm³), dan ∅ adalah porositas (dec/frac), adalah densitas matriks (g/cm³). Sedangkan tekanan overburden (S) dapat dirumuskan sebagai berikut :

  (2.3) = ∫ ( ) adalah densitas bulk batuan (gr/cm³) dan g adalah percepatan gravitasi (m/s²).

  Berdasarkan konsep tekanan overburden, diketahui bahwa porositas batuan sedimen akan berkurang seiring dengan bertambahnya kompaksi atau dengan peningkatan tekanan overburden. Penurunan nilai porositas juga dipengaruhi oleh bertambahnya nilai densitas bulk pada batuan.

  Pada umumnya, gradien overburden adalah 1 psi/ft yang menggunakan nilai densitas bulk rata-rata sebesar 2.31 g/cm³. Nilai tersebut didapatkan dari hasil penelitian yang dilakukan di salah satu lapangan minyak terbesar Amerika yaitu di Gulf Coast (Fertl, 1976). Tetapi, nilai tersebut akan berbeda pada setiap wilayah penelitian dengan kondisi geologi yang berbeda pula. Pada penelitian ini nilai tekanan overburden akan dihitung dengan menggunakan nilai densitas yang didapatkan dari log densitas.

  2.2.2 Tekanan Hidrostatik

  Menurut Mouchet dan Mitchell (1989), tekanan hidrostatik merupakan tekanan yang diberikan oleh berat suatu kolom fluida yang statis. Tekanan tersebut bergantung pada densitas fluida, konstanta gravitasi, dan tinggi kolom fluida tanpa memperhatikan geometri kolom, dimensi, dan bentuk. Tekanan hidrostatik dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut :

  (2.4) = ℎ

  ℎ

  dimana h adalah tinggi kolom fluida (m atau feet) , ρ adalah densitas fluida

  (gr/cm³), dan g adalah percepatan gravitasi (m/s²). Ukuran dan bentuk dari kolom fluida tidak memberikan pengaruh terhadap tekanan hidrostatik pada suatu formasi. Densitas fluida hanya dipengaruhi oleh jenis fluida, konsentrasi padatan mineral terlarut (seperti garam dan mineral lainnya), gas dalam kolom fluida serta temperatur formasi.

  Gambar 2. 3 Densitas air terhadap perubahan salinitas (Mouchet dan Mitchell, 1989)

Gambar 2.3 menunjukkan bahwa nilai densitas air dipengaruhi oleh salinitas dari suatu formasi. Semakin tinggi nilai salinitas maka nilai densitas air

  atau fluida formasi akan meningkat pula. Oleh karena itu, pada perhitungan tekanan hidrostatik dianjurkan untuk melakukan pengukuran salinitas fluida formasi agar dapat ditentukan nilai densitas fluida formasi yang tepat. Akan tetapi karena keterbatasan data, penelitian ini menggunakan densitas fluida formasi sebesar 1 gr/cm³.

  Tekanan hidrostatik akan bertambah dengan bertambahnya kedalaman kolom suatu fluida, namun gradien tekanan hidrostastik tidak akan berubah selama tidak ada perubahan densitas fluida. Oleh karena itu, tekanan hidrostatik hanya dipengaruhi oleh konsentrasi larutan, gas pada kolom fluida, serta gradien temperatur pada wilayah penelitian. Tekanan hidrostatik atau tekanan normal hidrostatik akan menjadi acuan dalam menentukan kondisi suatu tekanan pori, yaitu overpressure atau underpressure.

  Gradien tekanan formasi ditulis dengan menggunakan satuan pound per (psi/ft). Dalam sistem Inggris disebut rasio dari tekanan

  inch square per feet

  formasi dalam psi dengan kedalaman (feet). Secara umum, gradien tekanan hidrostatik (psi/ft) dapat didefinisikan seperti berikut :

  ℎ

  (2.5) = 0.433 ∗

  ℎ

  Dengan catatan, 1 psi/ft. = 0.0225 MPa/m. Gradien tekanan sebesar 0.465 psi/ft (0.0105 Mpa/m) merupakan nilai dari daerah Teluk Meksiko dengan asumsi kadar/konsentrasi garam 80.000 ppm dari NaCl pada 77ºF (Mouchet dan Mitchell, 1989).

  2.2.3 Tekanan Efektif

  Tekanan efektif merupakan tekanan yang diakibatkan oleh jarak antar butir suatu batuan (Ramdhan, 2017). Selain itu, menurut Terzaghi (1943) tekanan efektif juga didefinisikan sebagai tekanan overburden yang dikurangi dengan tekanan pori batuan. Tekanan efektif (

  ) dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut : (2.6)

  = − dimana S adalah tekanan overburden (Psi) dan P adalah tekanan pori (Psi). Tekanan efektif merupakan tekanan yang berperan dalam mengontrol proses pemadatan batuan sedimen. Setiap kondisi pada kedalaman yang menyebabkan pengurangan tekanan efektif juga akan mengurangi tingkat pemadatan dan mengakibatkan terjadinya overpressure (Mouchet dan Mitchell, 1989).

  2.2.4 Tekanan Rekah

  Tekanan rekah atau fracture pressure merupakan total dari tekanan yang dapat ditahan oleh formasi sebelum suatu formasi tersebut rusak atau hancur (Ramdhan, 2017). Nilai dari tekanan rekah harus lebih kecil dari tekanan

  

overburden dan lebih besar dari tekanan pori. Besarnya gradien tekanan rekah

  umumnya dipengaruhi oleh : tekanan overburden, tekanan formasi dan kondisi kekuatan batuan. Hingga saat ini, ada tiga metode yang dapat digunakan untuk memprediksi tekanan rekah formasi, diantaranya metode Eaton (1969), Hubert dan Willis (1957), Mathews dan Kelly (1967), serta Anderson, dkk. (1973). Selain itu, gradien tekanan rekah juga dapat ditentukan dengan melakukan pengujian leak off test (LOT) yang dilakukan di laboratorium. Proses pengujian LOT yaitu dengan memberikan tekanan pada sampel formasi batuan yang dianalisa hingga batuan tersebut akan pecah yang ditunjukkan oleh kenaikan tekanan terus-menerus lalu mengalami penurunan secara drastis. Tetapi, karena keterbatasan data LOT, maka pada penelitian ini gradien tekanan rekah dihitung dengan melalui data log menggunakan persamaan Eaton.

  Informasi tekanan rekah sangat penting untuk diketahui. Ada tiga aplikasi dari nilai tekanan rekah atau gradien rekah, yang pertama untuk penetapan program pemboran dan kedalaman casing, yang kedua untuk menentukan tekanan annular maksimum yang bisa di toleransi pada saat mengontrol kick, dan yang ketiga adalah untuk mengestimasi tekanan yang dibutuhkan pada proses hydraulic fracturing.

2.2.5 Tekanan Pori

  Tekanan pori atau disebut juga dengan tekanan formasi, merupakan tekanan yang disebabkan oleh fluida yang berada di dalam pori-pori batuan sedimen atau batuan lainnya (Wang, 2015). Berdasarkan Fertl (1976), ada dua anomali tekanan pori yang terdapat pada bawah permukaan, yaitu :

  Gambar 2. 4 Jenis anomali tekanan pori (Fertl, 1976)

Gambar 2.4 menunjukkan terdapat dua jenis anomali yang terdapat pada tekanan pori. Anomali tersebut dipengaruhi oleh tekanan hidrostatik, jika

  tekanan pori bernilai lebih besar daripada tekanan hidrostatik maka tekanan tersebut merupakan tekanan tinggi abnormal (overpressure), sedangkan tekanan pori yang bernilai kurang dari tekanan hidrostatik disebut dengan tekanan rendah abnormal (underpressure).

  2.2.5.1 Tekanan Pori Underpressure

  Tekanan pori underpressure adalah tekanan pori yang berada di bawah gradien tekanan hidrostatik (misalnya, di bawah gradien tekanan 0.433 psi/ft). Tekanan underpressurre umumnya terjadi karena formasi yang telah di produksi atau sering disebut sebagai depleted zone. Pada beberapa kemungkinan, tekanan pori underpressure juga terjadi karena penyebab-penyebab alami yang berhubungan dengan sejarah stratigrafi, tektonik, dan geokimia dari suatu area. Akan tetapi, penyebab utama dari tekanan pori underpressure adalah aktifitas produksi (Yassir dan Addis, 2002).

  2.2.5.2 Tekanan Pori Overpressure

  Tekanan pori overpressure adalah tekanan formasi yang berada di atas gradien tekanan hidrostatik normal (di atas gradien tekanan 0.433 psi/ft). Tekanan ini terjadi pada hampir seluruh formasi di dunia, mulai dari umur senozoik hingga paleozoik. Tekanan yang overpressure sulit untuk terdistribusi secara cepat dan kembali ke tekanan yang normal jika tidak mengalami keadaan tertentu. Tekanan abnormal juga berkaitan dengan sekat (seal) dan terbentuk pada suatu periode sedimentasi, kompaksi atau tersekat fluida dalam suatu lapisan yang dibatasi oleh lapisan yang impermeabel (Mouchet dan Mitchell, 1989).

  Pada umumnya tekanan yang overpressure disebabkan oeh sedimen yang gagal terkompaksi secara normal. Batuan yang gagal untuk terkompaksi adalah batuan yang gagal untuk mengeluarkan fluida dari sistem. Tekanan overpressure harus diestimasi secara tepat agar tidak mengakibatkan kejadian yang merugikan aktifitas pemboran hingga produksi minyak dan gas bumi, seperti kick, mud loss, hingga blowout (Ramdhan, 2010).

2.3 Mekanisme Terjadinya Overpressure

  Tekanan overpressure dengan magnitudo yang besar diakibatkan oleh 2 mekanisme, yaitu akibat pembebanan (loading) dan non-pembebanan

  

(unloading) (Ramdhan, 2017). Selain itu, juga terdapat fenomena perpindahan

  tekanan pori overpressure yang juga dapat menyebabkan terjadinya tekanan overpressure dalam magnitudo yang kecil.

2.3.1 Pembebanan

  Overpressure yang disebabkan oleh proses pembebanan terjadi akibat peningkatan tekanan terhadap batuan sedimen.

  2.3.1.1 Tectonic Loading

  Pembebanan tektonik adalah suatu proses peningkatan tekanan secara lateral akibat kompresi tektonik yang meningkatkan overpressure. Batuan sedimen bisa terkompaksi secara horizontal maupun vertikal. Akan tetapi, jika fluida pori tidak bisa keluar dari sistem, maka tekanan pori akan meningkat dan proses kompaksi dari sedimen akan berkurang (Ramdhan, 2017).

  2.3.1.2 Disequilibrium Compaction

  Proses pengendapan sedimen akan meningkatkan tekanan vertikal atau pembebanan sedimen secara gravitasi. Proses tersebut berpotensi menyebabkan tekanan overpressure akibat ketidakseimbangan kompaksi atau disequilibrium

  

compaction . Pada proses disequilibrium compaction, tekanan overpressure

  disebabkan oleh kompetisi yang terjadi antara kecepatan fluida untuk keluar dari sistem dan kecepatan kompaksi secara vertikal akibat peningkatan pembebanan gravitasi dari proses sedimentasi. Proses disequilibrium compaction umumnya terjadi pada zona transisi dari lingkungan yang dominan batupasir ke lingkungan dominan shale, seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 2.5 :

  Gambar 2. 5 Respon tekanan efektif terhadap beberapa mekanisme pembentuk overpressure (Bowers, 2002)

Gambar 2.5 menunjukkan karakteristik nilai tekanan pori dan tekanan efektif terhadap mekanisme yang menyebabkan overpressure. Mekanisme

  

undercompaction atau disequilibrium compaction menyebabkan nilai tekanan

  efektif akan sejajar dengan tekanan overburden. Tetapi, mekanisme unloading menyebabkan nilai tekanan pori akan mendekati tekanan overburden. Hal tersebut disebabkan oleh mekanisme unloading yang dapat menghasilkan magnitudo tekanan pori dalam skala besar.

2.3.2 Non-pembebanan (Unloading)

  Mekanisme unloading dapat menyebabkan tekanan overpressure yang tinggi melalui proses yang memindahkan kontak antar butir ke fluida pori. Proses konversi dari material matriks padat menjadi fluida akan secara otomatis meningkatkan tekanan pori, jika fluida pori tidak bisa keluar dari sistem. Jika beban butir batuan tertransformasi menjadi fluida, maka beberapa tekanan yang sebelumnya dihasilkan dari kontak antar butir akan di transfer menjadi fluida, lalu menghasilkan peningkatan tekanan pori (Gambar 2.6). Kedua mekanisme akan menyebabkan penurunan nilai tekanan efektif. Hal tersebut menunjukkan perbedaan yang kontras antara mekanisme loading dan unloading, dimana mekanisme loading tidak menyebabkan penurunan tekanan efektif, tetapi mencegah sedimen untuk terkompaksi. Terdapat beberapa kondisi geologi yang menyebabkan mekanisme unloading, seperti proses transformasi smektit

• – illit pada pembentukan mineral clay, pembentukan hidrokarbon, dan perpindahan secara lateral maupun vertikal (Ramdhan, 2017).

Gambar 2. 6 Pembentukan tekanan ovepressure akibat mekanisme unloading (Ramdhan, 2010)

Gambar 2.6 menunjukkan skematis pembentukan overpressure akibat ekpansi fluida, yaitu proses transformasi smektit menjadi ilit. Pada proses

  tersebut terjadi peningkatan tekanan fluida dalam magnitudo yang besar akibat pelepasan clay bound water pada proses pembentukan mineral lempung. Akibat proses tersebut, nilai tekanan pori akan mendekati tekanan overburden seiring bertambahnya kedalaman dan nilai tekanan efektif akan semakin berkurang seperti yang ditunjukkan oleh gambar 2.6

2.3.3 Perpindahan Tekanan Overpressure